Смекни!
smekni.com

Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 19 из 28)

Зафиксировать потери на трение в герметизирующем элементе при скорости спуска инструмента не более 0,10 – 0,15 м/с.

2.15. Допуск геофизического контейнера до забоя в открытом стволе скважины осуществляется со скоростью не более 0,10 м/с. Исходя из условий эксплуатации скважинного прибора (осевая сжимающая и растягивающая нагрузки 3 – 5 тс), посадки инструмента выше 1,5 – 2 тс не допускаются.

При посадках выше указанных следует промыть скважину с q = 8 л/с и продолжить спуск прибора до забоя скважины.

2.16. Подъем АМК "Горизонт-90".

Для получения количественных материалов измерения скорость подъема инструмента в открытом стволе не должна превышать 0,5 – 1,0 м/с.

Скорость в обсаженном стволе до КОС-119 не более 0,15 м/с, а после закрытия хлопушки не более 0,5 м/с.

2.17. Технология подъема осуществляется в соответствии с п.п. 2.5 – 2.9.

Компоновка бурильной колонны для проведения ГИС аппаратурно-методическим комплексом "Горизонт-90"

– в состав эксплуатационной колонны не включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119 или оказался негерметичным в процессе работ по углублению скважины.

Компоновка бурильной колонны с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90" аналогична указанной на рис. 1 за исключением отсутствия в ней цангового захвата.

Учитывая наличие избыточного давления на устье скважины и технические особенности АМК "Горизонт-90" (защитная оболочка скважинного прибора исключает возможность его герметизации на устье скважины по причине низкой допустимой сминающей нагрузки), технология ГИС связана с частичным утяжелением промывочной жидкости.

После вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в депрессионных условиях следует:

2.18. Выполнить работы по п.п. 2.1 – 2.7.

2.19. С постоянным доливом скважины дегазированной промывочной жидкостью при автоматическом контроле над установившемся избыточном давлением со скоростью 0,15 м/с поднять БК в башмак эксплуатационной колонны.

2.20. Установить ведущую трубу и оставить скважину на технологический отстой до полной стабилизации избыточного давления на устье (Ризб).

2.21. По (1) определить глубину l, на которой следует заменить промывочную жидкость в скважине на жидкость утяжеленную мелом (требования к плотности базируется на решении Рабочего проекта № 767)

(1)

где Рпл – пластовое давление, МПа;

g– ускорение свободного падения, м/с2;

Н – глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали, м;

rн – плотность дегазированной промывочной жидкости в скважине;

rут – утяжеленная мелом промывочная жидкость;

0,05 Рпл – запас по требованию п. 2.7.3.3 ПБНГП изд. 2003 г.

2.22. На глубине l выполнить плавную замену жидкости rн на жидкость rут по графику рис. 2.

Время, минуты


За начальное давление в затрубном пространстве принять давление

= Ризб - DРтр.

Здесь DРтр – потери давления на трение в затрубном пространстве определяются по разделу 4 настоящего проекта Регламента.

На автоматическом пульте управления дисковым дросселем установить программу плавного снижения Рзат в зависимости от подачи насоса q = 6 л/с и объемов трубного и затрубного пространств.

2.23. после выполнения предыдущего пункта промыть скважину в течение двух циклов и установить контроль за давлением в затрубном пространстве. При отсутствии роста давления открыть ВУГП и приступить к подъему БК, предварительно установить обтюратор Æ 89 мм.

2.24. Подъем сопровождается тщательным контролем за объемом поднятого металла труб и долитой в скважину промывочной жидкости с rут.

Через каждые 250 – 300 м снижается уровень в БТ подачей азота через продувочную головку.

2.25. Собрать и спустить бурильную колонну с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90".

Скорость спуска в обсаженном стволе ограничить до 0,5 м/с, а в открытом – 0,1 м/с.

При посадках инструмента свыше 1,5 – 2,0 тс скважину следует промыть и продолжить спуск не допуская разгрузки БК выше указанных значений.

Установить контроль за объемом вытесненной промывочной жидкости (Vж) и объемом спущенных труб (Vм). При разнице (Vж – Vм) ³ 0,20 – 0,25 м3 спуск инструмента прекратить и установить контроль за возможным переливом.

Долив БК осуществляется через каждые 150 – 200 м с q = 3-5 м/с

2.26. Для получения качественных материалов измерения скорость подъема геофизического прибора не должна превышать 0,5 – 1,0 м/с.

Скорость подъема в обсаженном стволе ограничивается до 0,5 м/с.

Технология снижения уровня жидкости в БК и долива описана выше.

Характеристика продуктивных горизонтов

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D1) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D0, представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3,7-5,0 м. Пористость 0,200 д.е., проницаемость – 0,500 мкм2.

В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.

Таблица 3.3 Свойства и состав нефти давление насыще-ния, МПа 12 4,10 3,90 9,00
Параметры растворенного газа относи-тельная по воздуху плотность газа 11 1,16 1,40 1,21
содержа-ние углекис-лого газа, % 10 1,27 2,00 1,01
содержа-ние серово-дорода, % 9 0,21 0,02 0,01
газовый фактор, м3 8 8,70 7,80 6,00
Содержа-ние парафина, % по весу 7 3,60 3,00 5,00
Содержание серы, % по весу 6 3,40 3,20 1,80
Подвиж-ность, мкм2/сп 5 0,02 0,008 0,07
Плот-ность кг/м3 4 876 879 808
Интервал, м до 3 1273 1320 1806
от 2 1229 1273 1724
Индекс стратигра-фического подразделе-ния 1 C1tl+bb C1 t D3 kn+pch
Таблица 3.4 Водоносность Тип воды по Сулину 12 ГКН ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК
Степень минерализации, мг/-экв/л 11 125 250 1400 1900 4000 7000 8242 9610
Химический состав воды, мг экв/л катионы Ca2+ 10 40 60 80 120 226 400 500 900
Mg2+ 9 40 20 60 120 126 250 260 300
Na+ 8 0,2 50 700 1400 1580 2800 3480 3500
анионы HCO3¯ 7 49,2 0,35 0,8 5,6 2 1,2 0,8 0,4
SO4¯ 6 5,2 14 20 42 600 15 1,91 1,64
Cl¯ 5 10 30 770 1600 1800 3500 4000 4904
Плот-ность кг/м3 4 1000 1020 1040 1060 1080 1140 1170 1180
Интервал, м до 3 438 704 919 996 1129 1424 1761 1806
от 2 0 438 704 919 996 1129 1424 1761
Индекс стратигра-фического подразделе-ния 1 Q+P C3 C2mc+pd+kr C2vr+b C1srp+ok C1tl+bb+t D3 карб D3 терриг

Таблица 3.5

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения Глубина залегания кровли пласта (по вертикали),м Давление, Мпа Темпаратура, 0 С
Гидростатическое, расчетное Горное расчетное
1 2 3 4 5
С3 420 4,2 9,7 18
C2 mc+pd+kr 600 6,0 13,8 19
C2 vr+bs 852 8,5 19,5 20
C1 srp+ok 920 9,2 21,2 21
C1 tl+bb 1130 11,3 26,0 22
C1 t+zv 1170 11,7 26,8 25
D3 fm+fr2 1310 13,1 30,1 26
D3 md+sml+srg 1590 15,9 36,5 27
D3 kn+pch 1690 16,9 38,8 33
Забой 1761 17,5 40,3 40

Возможные осложнения по разрезу скважины Таблица 3.6

Поглощение бурового раствора

Мероприятия по ликвидации поглощений 8 Намыв инертного наполнителя, спуск и цементирование кондуктора Намыв инертного наполнителя, цементные заливки, спуск и цементирование эксплуатационной колонны Примечание: *указана средняя глубинаа возможных поглощений в интервале бурения под кондуктор
Условия возникновения 7 В глинисто-трещиноватых закарстованных породах, кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовым и гидростатическим давлением
Имеется ли потеря циркуляции, (ДА, НЕТ) 6 ДА ДА ДА
Максималь-ный статичес-кий уровень 5 120 120 120
Интенсивность поглощения, м3 4 от частичного до 120 от частичного до 120 от частичного до 120
Интервал, м до 3 246* 920 1306
от 2 56 848 1155
Индекс стратигра-фического подразделения 1 Р21 С1srp D3 fm+fr2

Таблица 3.7